Электроэнергетика: износ оборудования как системная проблема отрасли

Одним из самых важных факторов, вызывающих повышенную электроемкость экономики РФ, является высокий процент износа энергооборудования. На сегодняшний день степень износа мощностей в электроэнергетике России составляет примерно 65%, при этом уровень, амортизации не является одинаковым в разных сегментах отрасли. Наименее (на 50%) изношены активы магистрального сетевого комплекса, который находится под управлением ФСК. За ним следует сегмент генерации с износом мощностей 65-70%. Наиболее изношены мощности распределительного сетевого сегмента — до 70%.

Если учесть, что основной пик развития российской электроэнергетики пришелся на 1960-1970 годы, то становится очевидным факт: износ оборудования достиг критического максимума. Высокий износ связан с низким уровнем инвестирования в 1990-е годы. Совокупный объем средств, вложенных в развитие российской энергетики в 1999-2006 годах, составил 22 млрд долларов (2,7 млрд долларов в год). Объем инвестирования заметно увеличился в 2007 году, тогда он достиг 12 млрд долларов. С 1999 года по 2006-й распределительный сетевой сегмент получил лишь 8 млрд долларов инвестиционных средств (1 млрд долларов в год), тогда как в 2007 году этот показатель подскочил почти до 5 млрд долларов.

Благодаря привлечению в электроэнергетику частных инвесторов в 2009- 2011 годах удалось нарастить объем вложений. Финансирование инвестиционных программ государственными энергокомпаниями и частными ОГК/ТГК в 2011 году составило 896,0 млрд рублей (87% от плана финансирования инвестиционных программ на 2011 год). В ближайшие 3 года объем инвестиций должен сохраниться на высоком достигнутом уровне и составлять около 1 трлн рублей ежегодно. Новые владельцы энергетических активов взяли на себя обязательства по реализации инвестиционных программ, причем в контракты заложен механизм наказания за невыполнение планов. На начало 2012 года за просрочку исполнения обязательств компании выплатили штрафы на 2743 млн рублей.

В связи с резким снижением объемов заказа в 1990-е и последующие годы в стране также уменьшились научно-технический потенциал в разработке, освоении и внедрении новых технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии, строительно-монтажный потенциал, энерго- и электромашиностроительный потенциал.

Самыми крупными введенными объектами в 2011 году стали новые энергоблоки ПГУ 420 МВт на ТЭЦ-26 (Мосэнерго), Яйвинской ГРЭС, Среднеуральской ГРЭС, Южной ТЭЦ-22 (ТГК-1), а также два энергоблока ПГУ 400 МВт на Сургутской ГРЭС-2 и ПГУ 410 МВт на Невинномысской ГРЭС. В четвертом квартале 2011 года был осуществлен пуск четвертого энергоблока Калининской АЭС мощностью 1000 МВт.

Средний возраст основного оборудования электростанций на начало 2012 года составил более 33 лет (в среднем 33,2 года). За последние 20 лет он увеличился на 15 лет. Ожидается, что ввод мощностей по договорам предоставления мощности (ДПМ) изменит положение дел, и в 2012-2020 годах средний возраст оборудования сохранится на данном уровне. Основной пик ввода (43,5 % всего генерирующего оборудования) приходился на 1971-1985 годы. За последние 10 лет добавилось около 8,9% мощностей. За 2011 год было введено 5,8 ГВт новых мощностей, что больше, чем за последние несколько лет.

На данный момент самой молодой частью оборудования являются ПГУ: их средний возраст составляет около 3,7 года; для ГТУ этот показатель равен 11,6 года. Сравнительно нестарыми можно назвать и энергоблоки АЭС (26,2 года). Средний возраст ГЭС составляет 37,5 года, паросиловых ТЭС — 34,8 года. Однако в энергосистеме по-прежнему задействованы мощности возрастом более 100 лет. Гидроагрегаты малой карельской ГЭС Хямекоски имеют возраст 109 лет, два гидроагрегата малой Порожской ГЭС (Челябинская область) — 103 года, 6 гидроагрегатов Волховской ГЭС — 86 лет, и это еще не весь список подобных объектов.

Большинство оборудования с истекшим сроком эксплуатации приходится на долю ГЭС. Суммарная мощность всего введенного до 1950 года оборудования составляем около 2,6 ГВт. Это значение соответствует 1% от общей установленной мощности генерирующих объектов РФ.

Серьезное опасение вызывает состояние теплоэлектростанций, которые занижает наибольшую долю в выработке. Пик вола мощностей приходился на 1959- 1988 годы. В этот период появилось 75,5% всей установленной мощности ОГК и ТГК, а за последние 20 лет — лишь 16,2%. В отдельных генерирующих компаниях («Башкирэнерго», «Иркутскэнерго» и других) основной объем добавленных мощностей также пришелся на 1959-1988 годы. Высокая степень изношенности базового оборудования ТЭС приводит к снижению его надежности и эффективности: КПД ТЭС в России составляет 36,6%, а в развитых странах этот показатель лежит в пределах 39-41,5%. Технические параметры российских ТЭС также уступают аналогичным мировым показателям (давление пара в России достигает 25 МПа, в мире — 30-35 МПа; температура пара в России 545-550 °С, в мире 600-650 °С).

Как отмечается в исследовании рынка энергоинжиниринга, за период с 2000 по 2010 год установленная мощность тепловых электростанций увеличилась, главным образом, за счет ввода ПГУ и ГТУ, которые используют газ в качестве основного топлива. На конец 2011 года средний возраст оборудования, использующего в качестве топлива газ, составил 33,3 года, а оборудования, рассчитанного на уголь, — 36 лет. В последние годы практически не вводится новое оборудование, в котором в качестве проектного топлива применяется уголь.

Состояние электросетевого хозяйства в России также нельзя назвать удовлетворительным: износ оборудования в отрасли составляет 60-70%. Пятнадцать процентов общего количества подстанций 6-10/0,4 кВ находится в неудовлетворительном состоянии, более 40% воздушных и масляных выключателей отработали нормативные сроки эксплуатации. Потери электроэнергии в ЕНЭС России превышают 5%, тогда как в развитых странах — в среднем 3,7%, причем потери в распределительных сетях — более 8,6%.

По итогам 2011 года на станциях ЕЭС России фактический объем мощностей турбо- и гидроагрегатов, выведенных в капитальный и средний ремонты, составил 62,08 ГВт. Это значение ниже запланированного сводным годовым графиком ремонтов на 5,79 ГВт, но выше показателя 2010 года на 0,8 ГВт. В 2012 году свой ресурс выработают более 90% электростанций и электросетей, расположенных в европейской части России, 83% — в Сибири и на Дальнем Востоке. На период с 2012 по 2018 год планируется вывод генерирующих объектов общей мощностью 13,6 ГВт.

По мнению Минэнерго, для поддержания надежного энергоснабжения в отрасли необходимо 67% инвестиционных средств направлять на строительство новых объектов, 18% — на ремонт и 15% — на реконструкцию и модернизацию. Однако реализация большинства инвестиционных проектов ведется с отставанием от заявленных сроков.

Невысокие вводы новых мощностей в последние годы и регулярный перенос сроков ввода не позволяют существенно увеличить вывод оборудования. При этом износ оборудования критически велик, а энергопотребление растет. Все это создает повышенную опасность для стабильного функционирования энергетической отрасли.

Существуют и проблемы, касающиеся поддержания стабильной работы действующего оборудования, в их числе:

· недофинансирование ремонтных программ в энергокомпаниях;

· недостаточная проработанность мероприятий по модернизации и восстановлению ресурса наиболее повреждающегося оборудования электростанций;

· отсутствие масштаба ремонтных работ за неимением крупных специализированных ремонтных компаний;

· недостаток мотивации у ремонтных организаций в повышении качества ремонтов;

· потеря прогрессивных технологий ремонта энергооборудования;

· низкое качество подготовки к проведению ремонтных работ и приемки оборудования из ремонта;

· отсутствие единых отраслевых НТД.